237 m3 wody na 1 MWh w Elektrowni Skawina. O mokrych długach termicznych elektrowni w Światowy Dzień Wody

© Radosław Dybała

- Istnieje obawa, że sektor wytwarzania energii może być tym, który dodatkowo przyczyni się do wzrostu niedoborów wód – czytamy w publikacji „Elektrownie gazowe i węglowe w kryzysie wodnym”, wydanej przez Towarzystwo na rzecz Ziemi przy wsparciu Pracowni na rzecz Wszystkich Istot⁽¹⁾. Twórcy analizy skupili się na wodochłonności polskich elektrowni termicznych, pobierających wodę z rzek i zbiorników zaporowych, z pominięciem obiektów zasilanych z sieci wodociągowych. Do oszacowania skali zjawiska wykorzystano informacje na temat wytworzonej energii elektrycznej pochodzące z platformy Europejskiej Sieci Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (ENTSOE) oraz Wojewódzkich Inspektoratów Ochrony Środowiska (WIOŚ). Informacje o planowanych inwestycjach pozyskano natomiast z bazy Fundacji Instrat, Biuletynów Informacji Publicznej oraz decyzji środowiskowych czy raportów oddziaływania na środowisko.

Autorzy poddali ocenie dane z 2022 r. na temat 22 elektrowni wykorzystujących paliwa kopalne. – Coraz więcej rzek i zlewni rzecznych na świecie odczuwa silną presję ze strony elektrowni termicznych. Ten problem dotyczy również Polski i Europy. Elektrownie termiczne są zarówno sprawcami wysokiego stresu wodnego⁽²⁾, jak i jego ofiarami, a wynikający ze zmiany klimatu problem niskich stanów wód i wysokich temperatur będzie występował z coraz większą częstotliwością, rodząc skutki w postaci ograniczonych mocy i wyższych cen energii elektrycznej. W przypadku Polski ograniczenie mocy jest szacowane na 3-4% - mówił współautor raportu, wiceprezes Towarzystwa na rzecz Ziemi i ekspert ds. gospodarki wodnej i energetyki Robert Wawręty na towarzyszącym premierze raportu briefingu prasowym 21 marca br. .

Czytaj też: 96% wody w energetyce nie trafia do ponownego użycia. Kilka wniosków od Fundacji Instrat

15 na 22 elektrowni na obszarach z dużym niedoborem wody

Punktem wyjścia analizy były mapy niedoboru wód sporządzone przez Europejską Agencję Środowiska (ang. European Environmental Agency – EEA) dla roku 2019 w ujęciu kwartalnym. Obszary dotknięte niedoborem zostały wyznaczone przez EEA na podstawie wskaźnika WEI+ (wskaźnik eksploatacji wody – ang. Water Exploitation Index), który określa zużycie jako procent odnawialnych zasobów wody słodkiej dostępnych na poziomie dorzecza w każdym kwartale roku. – Zużycie wody traktuje się tu jako różnicę pomiędzy poborem a powrotem wody. Wartości WEI+ powyżej 20% wskazują, że zasoby wodne są zagrożone i narażone na stres wodny w związku z czym panuje niedobór wody. Z kolei wartości powyżej 40% oznaczają, że stres jest poważny i korzystanie ze słodkiej wody jest niezrównoważone – precyzują autorzy. Analiza wykazuje, że na obszarach, w których WEI+ co najmniej raz na kwartał przekracza 40%, działa 15 z 22 uwzględnionych elektrowni. 11 wykorzystuje węgiel kamienny, dwie - węgiel brunatny, a pozostałe dwie gaz ziemny – takie jak położone w zlewni Górnej Odry oraz Górnej Warty elektrownie Rybnik, Opole, EC Wrocław, Bełchatów i Pątnów czy zlokalizowane w zlewni Dolnej Odry Elektrownia Dolna Odra i Elektrociepłownia Odorzany. Ponadto przewiduje się tam budowę połowy spośród planowanych w naszym kraju nowych elektrowni gazowych, takich jak Elektrownia Adamów nad rzeką Kiełbaska.

Jak przypomina raport, „woda jest potrzebna na każdym etapie cyklu energetycznego” – zarówno przy wydobyciu i przetwarzaniu paliw kopalnych, jak i przy ich wykorzystaniu do produkcji energii elektrycznej. 98,7% wody pobieranej przez elektrownie termiczne w Polsce służy do chłodzenia kondensatorów i wytwarzania pary napędzającej turbiny. Reszta, mówił Robert Wawręty, jest stosowana w pozostałych procesach technologicznych, przy transporcie odpadów czy oczyszczaniu spalin. Elektrownie bazują na dwóch głównych rodzajach mokrych systemów chłodzących.

Systemy otwarte

Najtańsze i najpopularniejsze są systemy otwarte, w których woda pochłodnicza po przejściu przez kondensatory i odebraniu ciepła z pary jest odprowadzana z powrotem do odbiornika (tj. rzeki lub jeziora), mając już dużo wyższą temperaturę. – Jej ochłodzenie w wyniku parowania następuje w rzece na długości kilkudziesięciu do nawet kilkuset kilometrów poniżej punktu zrzutu. Dopiero wówczas woda w rzece osiąga temperaturę zbliżoną do naturalnej – czytamy. Poza systemami otwartymi w grę wchodzą także systemy zamknięte, które wielokrotnie wykorzystują pobraną wodę, po przejściu przez skraplacze kierując je do chłodni kominowej i ponownie do skraplaczy. – Systemy te charakteryzują się znacznie niższym poborem wody niż systemy otwarte, ale znacznie wyższym jej zużyciem (poborem bezzwrotnym) – komentują autorzy. Najbardziej wodochłonnych systemów otwartego chłodzenia jest w Polsce 12, a poza podgrzewaniem rzek, przyczyniają się również do zabijania przepływającego ichtioplanktonu. Jak pisaliśmy w grudniu ub.r., w 2022 r. w systemach elektrowni Kozienice zginęło co najmniej ok. 102 mln ryb należących do 23 gatunków, w tym objętych ochroną.

Czytaj też: Energetyka nie jest wege. Każdego roku w polskich rzekach giną miliony ryb

Elektrownia Rybnik najbardziej wodochłonna

Obiekty z otwartymi systemami chłodzenia przodują w wodochłonności wyrażonej jako stosunek ilości pobranej wody do ilości wyprodukowanej energii (wskaźnik m3/MWh). W czołówce pięciu zakładów zużywających najwięcej wody znajdują się elektrownie Rybnik (929,03 ±  8593,24 m3/MWh), Siekierki (440,03 ±  1871,91 m3/MWh), Żerań (371,37 ±  2603,39 m3/MWh), Stalowa Wola (284,67 ± 2413,25 m3/MWh) i Ostrołęka B (239,31 ±  1116,96 m3/MWh). Elektrownie węglowe z otwartym systemem chłodzenia są także najbardziej wodochłonne pod względem odwrotnego stosunku – ilości wyprodukowanej energii do ilości pobranej wody. Listę otwiera ponownie elektrownia Rybnik (0039 ± 0,0041 MWh/m3), po której następują elektrownie Dolna Odra (0,0044 ± 0,002 MWh/m3), Skawina (0057 ±  0,0022 MWh/m3), Połaniec (0,0059 ± 0,0009 MWh/m3) i Ostrołęka B (0,0059 ± 0,0028 MWh/m3). Jeśli chodzi o wielkość przyrostu ilości pobranej wody na każda wyprodukowaną megawatogodzinę, liderką okazała się Elektrownia Skawina. – (…) Wzrost produkcji energii elektrycznej o 1 MWh (w Elektrowni Skawina – przyp. red.) jest okupiony średnio kosztem dodatkowych 237 m3 wody – dowiadujemy się z raportu.

Czytaj też: Energetyka konwencjonalna podgrzewa rzeki na potęgę

Autorzy dodają, że elektrownie termiczne nierzadko pobierają wodę także gdy nie produkują energii elektrycznej. 1,25 mln m3 na dobę pobierała Elektrownia Połaniec; w tym samym czasie bloki 1-10 w elektrowni Kozienice pobierały 0,753 mln m3, a Elektrownia Dolna Odra – 0,684 mln m3. Jak wykazuje raport, z 16 elektrowni poddanych analizie pod kątem możliwości naruszenia przepływów nienaruszalnych lub potencjalnie nienaruszalnych, w siedmiu doszło lub mogło dojść do poboru wód powyżej ich wartości przez co najmniej trzy dni w 2022 r. Z elektrowni posiadających otwarty system chłodzenia najczęstsze naruszenia przepływu nienaruszalnego powodowała Elektrownia Rybnik, po której następują Elektrociepłownia Stalowa Wola i Elektrownia Połaniec. Do niedochowania przepływów nienaruszalnych dochodzi także w elektrowniach z najmniej wodochłonnymi systemami zamkniętymi. – W przypadku niewielkich rzek nawet elektrownie z oszczędnym systemem recyrkulacyjnym mogą powodować silny stres wodny i zwiększać niedobory wód – mówią autorzy raportu.

Zintegrować energetykę z gospodarką wodną

- Obecnie realizowany model transformacji energetycznej ignoruje problematykę kryzysu wodnego. Polska nie jest dziś gotowa na mniejszą ilość wody w rzekach i wysokie temperatury wód, z którymi wiążą się ograniczenia w dostawach energii elektrycznej i większe koszty jej wytwarzania  - mówi Robert Wawręty, wymieniając planowane inwestycje w elektrownie gazowe o łącznej mocy do 3795 MW, które mają dalej wykorzystywać otwarte systemy chłodzące. Poszukując rozwiązań problemu, autorzy raportu wymieniają szereg rekomendacji. Znajdujemy w nich takie rozwiązania jak zakaz stosowania systemów otwartych w nowych elektrowniach termicznych oraz tworzenia ich na obszarach niedoborów wód, wyznaczenie przepływu nienaruszalnego w istniejących pozwoleniach zintegrowanych i wodnoprawnych, które go nie uwzględniały, czy wprowadzenie obowiązkowego monitoringu wielkości przepływów wód w rzekach, z których pobiera się wodę (wraz z pomiarem ilości odprowadzanych wód pochłodniczych).

Wśród postulatów znalazły się także likwidacja zwolnień z opłat za pobór wód i odprowadzanie wód chłodniczych (ich brak ma demotywować zakłady do oszczędzania) i zastępowanie mokrych systemów chłodzenia systemami suchymi, tj. opartymi na chłodzeniu powietrzem lub systemami hybrydowymi (jak mówił Wawręty, ma to być „absolutne minimum”). Autorzy domagają się również większego priorytetu dla inwestycji w OZE oraz połączenia polityki wodnej i energetycznej. - Gospodarka wodna jest dziś podporządkowana działalności elektrowni. Tymczasem to elektrownie powinny dostosować się do wielkości zasobów wodnych zlewni. (…) Zastosowanie w elektrowniach konwencjonalnych suchych lub hybrydowych systemów chłodzenia to w przypadku konieczności funkcjonowania dużych elektrowni termicznych optymalne rozwiązanie z punktu widzenia ochrony ekosystemów rzecznych. Oczywiście najlepszym ze względu na ochronę wód słodkich i najbardziej zasadnym źródłem energii elektrycznej są wiatr, słońce oraz biogaz, które są mniej podatne na skutki zmiany klimatu i nie powodują szkód w środowisku wodnym - stwierdza Robert Wawręty.

Szymon Majewski
Dziennikarz

Więcej treści dotyczących samorządów w zakładce Teraz Samorząd.